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IAPG - Producción 2006 - MendozaIAPG - Producción 2006 - Mendoza

SIMULACIÓN EN LÍNEAS DE FLUJO CON CURVAS DE PRODUCTIVIDAD

ESPECÍFICA

Marcelo A. Crotti, Inlab S.A.Mirta Galacho, MG&A Oil & Gas.

Pablo A. Vázquez, MG&A Oil & Gas.


• Conceptos de Flujo Multifásico

– Curvas de Permeabilidad Relativa (CPR)

– Curvas de Productividad Específica (CPE)

• Aplicación al Modelado con Lineas de Flujo

– Ensayo físico en un sistema lineal

– Simulación numérica

• Comparación de resultados CPR vs CPE

• Conclusiones

Temario


• Sistemas Lineales – Flujo Monofásico

P . AQ = K -----------

. L

Flujo Multifásico. Generalización de la Ley de Darcy


• Sistemas Lineales – Flujo Monofásico

P . AQ = K -----------

. L

• Sistemas Lineales – Flujo Bifásico

Pw . A Po . A Qw = K . KRw ----------- + Qo = K . KRo -----------

w . L o . L

Flujo Multifásico. Generalización de la Ley de Darcy


Algunas Limitaciones en el Uso de las CPR

• Debe cumplirse la Ley de Darcy.– Proporcionalidad directa entre diferencia de

presión dinámica y caudal.

• Buckley & Leverett. “ Mechanism of Fluid Displacement ...” Trans AIME 1942 p. 107 – La unicidad de la relación entre relación de

caudales (flujo fraccional) y saturación de fluidos sólo ocurre en ausencia de fuerzas capilares y gravitatorias.

• Las CPR sólo modelan la capacidad de conducción de fluidos.


Algunas Limitaciones en el Uso de las CPR

• La capacidad de conducción sólo puede medirse en dos escenarios de flujo.– Flujo Estacionario.

• Inyección = Conducción = Producción

– Flujo en un Punto de un Sistema no-Estacionario.• Cada punto tiene una saturación de fluidos y una

capacidad de conducción diferente.

• En los reservorios reales– Sólo se conoce la saturación media de cualquier

bloque en estudio.– Se necesita describir la capacidad de admitir o de

producir fluidos.


Definiciones

• Curvas de Permeabilidad Relativa - CPR– Juego de curvas que reflejan la relación funcional

entre capacidad de conducir fluidos y la saturación en un punto para un medio poroso homogéneo, bajo predominio absoluto de fuerzas viscosas.

• Curvas de Productividad Específica - CPE– Juego de curvas que describan la capacidad de

producir fluidos en función de la saturación media del sistema (Bloque, celda o reservorio) bajo la influencia de las fuerzas dominantes a escala de reservorio.


• Para este estudio, se realizó una Simulación Numérica

Dinámica en Líneas de Flujo, sobre datos de laboratorio

correspondientes a un ensayo de desplazamiento lineal

de petróleo por agua.

• Se comparan los resultados obtenidos con el tratamiento

convencional mediante curvas de permeabilidad relativa

(CPR) y el obtenido con Curvas de Productividad

Específica (CPE)

Comparación CPR vs CPE


Datos Experimentales:Volúmenes Inyectados y Producidos


Datos Experimentales:Caudal de Petróleo

0.0000

0.0010

0.0020

0.0030

0.0040

0.0050

0.0060

0.0070

0.0080

0.0090

0.0100

10 100 1000 10000 100000

Tiempo [seg]

Cau

dal

de

Pet

róle

o [

cm3/

seg

]

P=cte ; o=18.5 cp ; w=1.02 cp


Datos Experimentales:Producción Fraccional de Agua

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

Np [fracción_POIS]

fw

[Qw

/Qto

tal]


Curvas de Permeabilidad Relativa


Curvas de Productividad Específica


Discretización espacial del Modelo ingresado al Simulador Numérico.


Resultados CPR – Caudal de Petróleo

Evolución Temporal del Caudal de Petróleo ProducidoCaso Curvas de Permeabilidad Relativa (CPR)

0.00E+00

1.00E-04

2.00E-04

3.00E-04

4.00E-04

5.00E-04

6.00E-04

7.00E-04

8.00E-04

0.00E+00 1.00E-03 2.00E-03 3.00E-03 4.00E-03 5.00E-03 6.00E-03 7.00E-03 8.00E-03 9.00E-03 1.00E-02

Tiempo [días]

Qoi

l [sm

3/d

ías]

Datos Ensayo

1 Celda

2 Celdas

3 Celdas

6 Celdas


Resultados CPR – Producción Fraccional

Corte de Agua vs Factor de RecuperaciónCaso Curvas de Permeabilidad Relativa (CPR)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0 10 20 30 40 50 60 70

Np/OOIP [%]

fw [

ad]

Datos Ensayo

1 Celda

2 Celdas

3 Celdas

6 Celdas


Resultados CPE – Caudal de Petróleo

Evolución Temporal del Caudal de Petróleo ProducidoCaso Curvas de Productividad Específica (CPE)

0.00E+00

1.00E-04

2.00E-04

3.00E-04

4.00E-04

5.00E-04

6.00E-04

7.00E-04

8.00E-04

0.00E+00 1.00E-03 2.00E-03 3.00E-03 4.00E-03 5.00E-03 6.00E-03 7.00E-03 8.00E-03 9.00E-03 1.00E-02

Tiempo [días]

Qoi

l [sm

3/d

ías]

Datos Ensayo

1 Celda

2 Celdas

3 Celdas

6 Celdas


Resultados CPE – Producción Fraccional

Corte de Agua vs Factor de RecuperaciónCaso Curvas de Productividad Específica (CPE)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0 10 20 30 40 50 60 70

Np/OOIP [%]

fw [a

d]

Datos Ensayo

1 Celda

2 Celdas

3 Celdas

6 Celdas


• Las CPE representan de mejor manera las variables de interés : – La saturación media del sistema – La producción de fluidos.

• El ensayo cumple con las exigencias de la SN en Líneas de Flujo – La geometría del flujo es lineal – Los fluidos se comportan como incompresibles,

• Por su habilidad para modelar el corte de agua, el uso de las CPE permitiría reducir el error en el Balance de Materiales inherente a todo proceso de Simulación Numérica en Líneas de Flujo.

• El ajuste logrado con las CPR para un número de celdas tendiente a infinito no converge a la solución real del sistema, que sí se logra con cualquier número de CPE correctamente calculadas (comparar la Fig. 12 con la Fig 16). – Las CPR no representan el límite de las CPE para un número de celdas

tendiente a infinito.– Las CPE no son pseudocurvas de permeabilidad relativa. Las CPE son

curvas definidas para modelar adecuadamente las variables de interés en los desplazamientos inmiscibles en medios porosos.

Conclusiones


GRACIAS POR LA

ATENCIÓNMarcelo A. Crotti, Inlab S.A.

Mirta Galacho, MG&A Oil & Gas. Pablo A. Vázquez, MG&A Oil & Gas.

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